Korozja w kotłach. Korozja kotłów ciepłej wody jest skutkiem stosowania wody niskiej jakości. Alkaliczna kruchość stali
Awarie kotłów parowych związane z naruszeniem reżimu wodnego, korozją i erozją metalu
Normalny reżim wodny jest jednym z najważniejsze warunki niezawodność i efektywność pracy kotłowni. Stosowanie wody o podwyższonej twardości do zasilania kotłów wiąże się z powstawaniem kamienia kotłowego, nadmiernym zużyciem paliwa oraz zwiększonymi kosztami napraw i czyszczenia kotłów. Wiadomo, że tworzenie się kamienia może prowadzić do awarii kotła parowego na skutek przepalenia powierzchni grzewczych. Dlatego też prawidłowy reżim wodny w kotłowni należy rozpatrywać nie tylko z punktu widzenia zwiększenia sprawności instalacji kotłowej, ale także jako najważniejszy środek zapobiegawczy przeciwdziałający awariom.
Obecnie kotłownie przedsiębiorstw przemysłowych wyposażone w urządzenia do uzdatniania wody, dzięki czemu poprawiły się warunki ich pracy i znacząco spadła liczba wypadków spowodowanych powstawaniem kamienia i korozji.
Jednak w niektórych przedsiębiorstwach administracja, po formalnym spełnieniu wymagań Regulaminu kontroli kotłów dotyczących wyposażenia kotłów w urządzenia do uzdatniania wody, nie zapewnia normalnych warunków pracy tym instalacjom, nie kontroluje jakości wody zasilającej i stanu powierzchnie grzewcze kotłów, co może spowodować zanieczyszczenie kotłów kamieniem i osadem. Oto kilka przykładów awarii kotłów z tych powodów.
1. W kotłowni prefabrykatu konstrukcje żelbetowe W wyniku naruszenia reżimu wodnego w kotle DKVR-6, 5-13 doszło do pęknięcia trzech rur sitowych, zdeformowania części rur sitowych, a na wielu rurach utworzyły się wybrzuszenia.
Kotłownia posiada dwustopniową kationowymienną stację uzdatniania wody i odgazowywacz, ale normalne działanie sprzętowi do uzdatniania wody nie poświęcono należytej uwagi. W firmie nie przeprowadzono regeneracji filtrów kationowymiennych ustalone zgodnie z instrukcją rzadko sprawdzano termin i jakość wody zasilającej i kotłowej, nie przestrzegano terminu okresowego płukania kotła. Woda w odgazowywaczu nie została podgrzana do wymaganej temperatury, w związku z czym odtlenienie wody w rzeczywistości nie nastąpiło.
Ustalono również, że kocioł był często zasilany surowa woda, jednocześnie nie spełniały wymagań „Zasad projektowania i bezpiecznej eksploatacji kotłów parowych i gorącej wody”, zgodnie z którymi urządzenia odcinające na linii wody surowej muszą być uszczelnione w zamkniętym miejscu, a każdy przypadek dostarczenia wody surowej należy odnotować w dzienniku uzdatniania wody. Z poszczególnych zapisów w książce uzdatniania wody wynika, że twardość wody zasilającej osiągała 2 mEq/kg i więcej, natomiast dopuszczalna wartość według norm inspekcji kotłów wynosi 0,02 mEq/kg. Najczęściej w dzienniku dokonywano wpisów: „woda jest brudna, twarda”, bez wskazania wyników analiza chemiczna
woda.
Podczas oględzin kotła po wyłączeniu stwierdzono osady o grubości do 5 mm na wewnętrznych powierzchniach rur sitowych, które były prawie całkowicie zatkane kamieniem i mułem. Na wewnętrznej powierzchni bębna w dolnej części grubość osadów osiągnęła 3 mm, przednia część bębna wypełniona jest osadem do jednej trzeciej jego wysokości. Za 11 miesięcy Przed tym wypadkiem podobne uszkodzenia („pęknięcia, wgniecenia, odkształcenia) stwierdzono w 13 rurach sitowych kotłów. Wadliwe rury
zostały wymienione, ale administracja przedsiębiorstwa, z naruszeniem „Instrukcji badania wypadków, które spowodowały wypadki w przedsiębiorstwach i zakładach kontrolowanych przez Państwowy Urząd Dozoru Technicznego ZSRR”, nie zbadała tej sprawy i nie podjęła działań w celu poprawić warunki pracy kotłów.
2. W układzie napędowym wodę surową zasilającą jednobębnowy wodnorurowy kocioł parowy osłonięty o wydajności 10 t/h i ciśnieniu roboczym 41 kgf/cm2 poddano obróbce metodą wymiany kationowej. Z powodu niezadowalającej wydajności filtra kationowego i odpadowego, zmiękczona woda osiągnęła twardość resztkową
0,7 mEq/kg zamiast 0,01 mEq/kg przewidziane w projekcie. Kocioł nie był regularnie przedmuchany. Podczas postoju w celu naprawy korpus kotła i kolektory sitowe nie były otwierane ani sprawdzane. W wyniku osadzania się kamienia pękła rura, a strażak został poparzony parą i palącym się paliwem wyrzucanym z paleniska.
3. W cementowni oddano do eksploatacji nowo zainstalowany jednobębnowy kocioł wodnorurowy o wydajności 35 t/h i ciśnieniu roboczym 43 kgf/cm2 bez chemicznego uzdatniania wody, którego instalacja nie została wykonana ukończone do tego czasu. Przez miesiąc kocioł zasilany był wodą nieoczyszczoną. Woda nie była odpowietrzana przez ponad dwa miesiące, ponieważ przewód parowy nie był podłączony do odgazowywacza.
Naruszenia reżimu wodnego były dozwolone nawet po...
uruchomiono urządzenia przedprodukcyjne. Kocioł był często zasilany wodą surową; nie przestrzegano reżimu oczyszczania; laboratorium chemiczne nie kontrolowało jakości wody zasilającej, gdyż nie było wyposażone w niezbędne odczynniki. W wyniku złych warunków wodnych na wewnętrznych powierzchniach rur sitowych osady osiągnęły grubość 8 mm; w efekcie na 36 rurach sitowych powstały wybrzuszenia” znacząca część rury były zdeformowane, ściany bębna były zdeformowane wewnątrz
zostały skorodowane.
4. W Zakładzie Wyrobów Żelbetowych kocioł układu Szuchow-Berlin zasilany był wodą uzdatnioną elektromagnetycznie. Wiadomo, że przy tej metodzie uzdatniania wody należy zapewnić terminowe i skuteczne usunięcie osadów z kotła.
Jednakże w czasie eksploatacji kotła warunek ten nie został spełniony. Kocioł nie był regularnie czyszczony, nie przestrzegano harmonogramu wyłączeń kotła w celu płukania i czyszczenia. W rezultacie doszło do akumulacji wewnątrz kotła duża liczba osad. Tylny koniec
Rury zostały zatkane osadem w 70-80% przekroju, błoto - w 70% objętości, grubość kamienia na powierzchniach grzewczych osiągnęła 4 mm. Doprowadziło to do przegrzania i deformacji rur wrzących, rur i głowic odcinków rurowych. Przy wyborze metody elektromagnetycznej przetwarzania jodu, w tym przypadku jakość wody zasilającej i cechy konstrukcyjne
kotła, podczas gdy nie podjęto żadnych działań w celu zorganizowania normalnego reżimu nadmuchu, co doprowadziło do gromadzenia się szlamu i znacznych osadów kamienia w kotle.
5. Szczególnego znaczenia nabrały kwestie organizacji racjonalnej gospodarki wodnej w celu zapewnienia niezawodnej i ekonomicznej pracy kotłów w elektrowniach cieplnych. Na skutek kompleksu powstają osady na powierzchniach grzewczych kotłów, które obejmują nie tylko środki tworzące kamień, ale także tlenki metali i łatwo rozpuszczalne związki. Dializa osadów wykazała, że wraz z solami tworzącymi kamień zawierają one znaczną ilość tlenków żelaza, będących produktami procesów korozyjnych.
W ciągu ostatnich lat nasz kraj odniósł znaczący sukces w organizowaniu racjonalnej gospodarki wodnej kotłów w elektrowniach cieplnych oraz chemicznej kontroli wody i pary, a także we wprowadzaniu metali i metali odpornych na korozję powłoki ochronne.
Aplikacja nowoczesne środki uzdatnianie wody umożliwiło radykalne zwiększenie niezawodności i opłacalności eksploatacji urządzeń energetycznych.
Jednak w niektórych elektrowniach cieplnych nadal dozwolone są naruszenia reżimu wodnego.
Z tego powodu w czerwcu 1976 roku w elektrociepłowni celulozowo-papierniczej doszło do awarii kotła parowego typu BKZ-220-100 f o wydajności pary 220 t/h i parametrach pary 100 kgf/ cm2 i 540°C, wyprodukowany w Kotłowni Barnaul w 1964 r. Kocioł jednobębnowy z naturalnym obiegiem, wykonany w kształcie litery U.
Pryzmatyczna komora spalania jest całkowicie osłonięta rurami o średnicy zewnętrznej 60 mm i rozstawie 64 mm. Dolna część powierzchni sita tworzy tzw. zimny lejek, po którego zboczach staczają się cząstki żużla w postaci stałej do skrzyni żużlowej. Schemat odparowania jest dwustopniowy, z parą przepłukiwaną wodą zasilającą. Pierwszy stopień odparowania umieszczony jest bezpośrednio w korpusie kotła, drugi stopień to zdalne cyklony oddzielające parę, włączone w obieg cyrkulacyjny bloków sit bocznych środkowych. Kocioł zasilany jest mieszaniną wody oczyszczonej chemicznie (60%) i kondensatu pochodzącego z turbin warsztaty produkcyjne
(40%). Wodę zasilającą kocioł uzdatnia się według następującego schematu: wapień – koagulacja – odkrzemianie magnezu
Klaryfikatory – dwustopniowa kationizacja.
Kocioł zasilany jest węglem ze złoża Inta o stosunkowo niskiej temperaturze topnienia popiołu. Jako paliwo rozruchowe stosuje się olej opałowy. Przed wypadkiem kocioł przepracował 73 300 godzin.
O godzinie 14:10 w obszarze zimnego komina na głębokości 3,7 m pękło 11 rur przedniej szyby, powodując częściowe zniszczenie
podkład. Uważa się, że najpierw pękła jedna lub dwie rury wodociągowe, a następnie pękły inne rury.
Poziom wody gwałtownie spadł i kocioł został zatrzymany przez automatyczne zabezpieczenie.
Kontrola wykazała, że ukośne odcinki rur zimnego lejka na zewnątrz łuków uległy zniszczeniu, natomiast od pierwszego przedniego dolnego kolektora zostały wyrwane dwie rury, a od drugiego dziewięć. Pęknięcie jest kruche; krawędzie w miejscach pęknięcia są tępe i niezbyt pocienione. Długość pękniętych odcinków rur waha się od jednego do trzech metrów. Na wewnętrznej powierzchni uszkodzonych rur, a także próbek wyciętych z rur nieuszkodzonych, stwierdzono luźne osady o grubości do 2,5 mm oraz dużą liczbę wżerów o głębokości do 2 mm, rozmieszczonych w łańcuchu do 10 mm szeroki wzdłuż dwóch tworzących wzdłuż granicy ogrzewania rury. Metal uległ zniszczeniu w miejscach uszkodzeń korozyjnych.
W trakcie oględzin wypadku okazało się, że już wcześniej w trakcie eksploatacji kotła doszło do pęknięcia rur sitowych. I tak na przykład dwa miesiące przed wypadkiem pękła rura osłony przedniej na wysokości 6,0 m. Po 3 dniach kocioł został ponownie wyłączony z powodu pęknięcia dwóch rur osłony przedniej na wysokości 7,0 m i w tym przypadku doszło do zniszczenia rur było skutkiem korozji metalu. Zgodnie z zatwierdzonym harmonogramem kocioł musiał zostać zatrzymany o godz generalny remont
w trzecim kwartale 1976 roku. W okresie remontu planowano wymianę rurek szyby przedniej w rejonie zimnego komina. Nie zatrzymano jednak kotła w celu naprawy i nie wymieniono rur. Uszkodzenia korozyjne metalu były konsekwencją naruszeń reżimu wodnego, które były dozwolone przez długi czas podczas pracy kotłów elektrociepłowni. Kotły zasilane były wodą o dużej zawartości żelaza, miedzi i tlenu. Treść ogólna zawartość soli w wodzie zasilającej została znacznie przekroczona w wyniku czego już w obiegach pierwszego stopnia odparowania zawartość soli osiągnęła 800 mg/kg. Kondensaty przemysłowe o zawartości żelaza 400-600 mg/kg stosowane do zasilania kotłów nie były oczyszczane. Z tego powodu, a także dlatego, że nie zapewniono wystarczającego zabezpieczenia antykorozyjnego urządzeń do uzdatniania wody (zabezpieczenie przeprowadzono częściowo), na wewnętrznych powierzchniach rur wystąpiły znaczne osady (do 1000 g/m2), składające się głównie związków żelaza. Aminowanie i hydratację wody zasilającej wprowadzono dopiero na krótko przed awarią. Nie przeprowadzono płukania przedrozruchowego i eksploatacyjnego kotłów kwasem.
Do wypadku przyczyniły się także inne naruszenia Przepisów. eksploatacja techniczna kotły W elektrowniach cieplnych kotły rozpalane są bardzo często, a najwięcej rozpałek miało miejsce w kotle, w którym doszło do awarii. Kotły są wyposażone w urządzenia do podgrzewania pary, ale nie były używane do rozpałki. Podczas rozpalania nie kontrolowano ruchów kolektorów sitowych.
W celu wyjaśnienia charakteru procesu korozji oraz ustalenia przyczyn powstawania wżerów głównie w dwóch pierwszych panelach szyby przedniej oraz umiejscowienia tych wżerów w postaci łańcuchów, materiały z badania wypadku przesłano do CKTI . Przeglądając te materiały zwrócono uwagę na fakt, że
kotły pracowały przy silnie zmiennym obciążeniu i dopuszczono znaczne zmniejszenie wydajności pary (do 90 t/h), co mogło prowadzić do lokalnych zakłóceń cyrkulacji. Kotły ogrzewano w następujący sposób: na początku rozpałki włączano dwie dysze umieszczone naprzeciwko (po przekątnej). Ta metoda spowolniła proces naturalny obieg w panelach pierwszego i drugiego ekranu przedniego. To właśnie na tych ekranach znajduje się główne ognisko zmian wrzodziejących. W wodzie zasilającej sporadycznie pojawiały się azotyny, których stężenie nie było monitorowane.
Analiza materiałów powypadkowych, uwzględniająca wymienione braki, dała podstawy do przypuszczenia, że powstawanie łańcuchów wrzodów na bocznych tworzących powierzchniach wewnętrznych rurek przedniej szyby na zboczu zimnego komina jest wynikiem długotrwały proces korozji elektrochemicznej podosadowej. Depolaryzatorami tego procesu były azotyny i tlen rozpuszczony w wodzie.
Układ dołów w postaci łańcuchów jest najwyraźniej efektem pracy kotła podczas rozpalania przy nieustalonym procesie naturalnego obiegu. W okresie początku cyrkulacji na górnej tworzącej pochyłych rurek zimnego lejka okresowo tworzą się pęcherzyki porów, wywołując efekt lokalnych pulsacji termicznych w metalu poprzez występowanie procesów elektrochemicznych w obszarze przejściowego rozdzielenia faz. To właśnie te miejsca stały się ogniskami powstawania łańcuchów wrzodów. Dominujące powstawanie wżerów w pierwszych dwóch panelach szyby przedniej było konsekwencją niewłaściwych warunków rozpałki.
6. W CIT WB podczas pracy kotła PK-YUSH-2 o wydajności produkcji pary 230 t/h i parametrach pary 100 kgf/cm2 i temperaturze 540°C na wylocie świeżej pary stwierdzono zaparowanie. kolektora zbierającego parę do głównego zaworu bezpieczeństwa. Wylot łączony jest poprzez spawanie z odlewanym trójnikiem wspawanym w prefabrykowany kolektor.
Kocioł został zatrzymany awaryjnie. Podczas oględzin stwierdzono pierścieniowe pęknięcie w dolnej części rury (168X13 mm) na poziomym odcinku kolanka, w bezpośrednim sąsiedztwie miejsca połączenia kolanka z odlewanym trójnikiem. Długość pęknięcia na powierzchni zewnętrznej wynosi 70 mm, a na powierzchni wewnętrznej 110 mm. Na wewnętrznej powierzchni rury w miejscu jej uszkodzenia uwidoczniono dużą liczbę wżerów korozyjnych oraz pojedynczych pęknięć zlokalizowanych równolegle do głównego.
Analiza metalograficzna wykazała, że pęknięcia zaczynają się od wżerów w warstwie odwęglonego metalu, a następnie rozwijają się w sposób transkrystaliczny w kierunku prostopadłym do powierzchni rury. Mikrostruktura metalu rurowego to ziarna ferrytu i cienkie łańcuchy perlitu wzdłuż granic ziaren. Według skali podanej w załączniku do MRTU 14-4-21-67 mikrostrukturę można ocenić na 8 punktów.
Skład chemiczny metalu uszkodzonej rury odpowiada stali 12Х1МФ. Właściwości mechaniczne spełniają wymagania specyfikacje techniczne
zaopatrzenie. Średnica rury w obszarze uszkodzenia nie przekracza tolerancji dodatniej.
drenaż na wylocie i występowanie przeciwspadku, na skutek sprężystego zginania w obszarze od zaworu bezpieczeństwa do kolektora odbioru pary świeżej, w dolnej części rury przed trójnikiem może stale gromadzić się niewielka ilość kondensatu, wzbogacona tlenem podczas przestojów, konserwacji i rozruchu kotła z powietrza. W tych warunkach doszło do erozji korozyjnej metalu, a połączone działanie naprężeń kondensacyjnych i rozciągających na metal spowodowało jego pękanie korozyjne. Podczas eksploatacji w miejscach wżerów korozyjnych mogą powstawać pęknięcia zmęczeniowo-korozyjne oraz pęknięcia płytkie na skutek agresywnych wpływów środowiska i zmiennych naprężeń w metalu, co najwyraźniej miało miejsce w tym przypadku.
Aby zapobiec gromadzeniu się kondensatu, na wylocie zainstalowano odwrócony obieg pary. W tym celu rurę wylotową bezpośrednio przed głównym zaworem bezpieczeństwa połączono przewodem grzewczym (rury o średnicy 10 mm) z komorą pośrednią przegrzewacza, przez którą doprowadzana jest para o temperaturze 430°C . Gdy niewielka różnica Nadciśnienie (do 4 kgf/cm2) zapewnia ciągły przepływ pary i utrzymanie temperatury czynnika na wylocie co najmniej 400° C. Rekonstrukcję wylotu przeprowadzono na wszystkich kotłach Elektrociepłowni PK-YUSH-2.
Aby zapobiec uszkodzeniu wylotów głównych zaworów bezpieczeństwa w kotłach PK-YUSH-2 i podobnych, zaleca się:
badanie ultrasonograficzne dolnych półobwodów odgałęzień w miejscach ich przyspawania do trójników;
Należy sprawdzić zachowanie wymaganych spadków i w razie potrzeby dostosować systemy mocowania rurociągów parowych do głównych zaworów bezpieczeństwa, biorąc pod uwagę rzeczywisty stan rurociągów parowych (ciężar izolacji, ciężar rzeczywisty rur, wcześniej przeprowadzone przebudowy);
Wykonać odwrotny obieg pary na wylotach do głównych zaworów bezpieczeństwa; konstrukcja i średnica wewnętrzna rurociągu pary grzewczej w każdym z nich specjalny przypadek należy uzgodnić z producentem sprzętu;
Wszystkie ślepe odgałęzienia prowadzące do zaworów bezpieczeństwa muszą być starannie zaizolowane.
(Z ekspresowej informacji STSNTI ORGRES – 1975)
Wstęp
Korozja (od łac. corrosio - korozja) to samoistne niszczenie metali w wyniku interakcji chemicznej lub fizyczno-chemicznej z środowisko. Ogólnie rzecz biorąc, jest to zniszczenie dowolnego materiału - metalu, ceramiki, drewna lub polimeru. Przyczyną korozji jest niestabilność termodynamiczna materiały budowlane na działanie substancji znajdujących się w środowisku w kontakcie z nimi. Przykład - korozja tlenowa żelaza w wodzie:
4Fe + 2H 2O + ZO 2 = 2 (Fe 2 O 3 H 2 O)
W życie codzienne W przypadku stopów żelaza (stali) częściej używa się terminu „rdzewienie”. Przypadki korozji polimerów są mniej znane. W odniesieniu do nich istnieje pojęcie „starzenia”, podobne do terminu „korozja” w przypadku metali. Na przykład starzenie się gumy w wyniku interakcji z tlenem atmosferycznym lub zniszczenie niektórych tworzyw sztucznych pod wpływem opadów atmosferycznych, a także korozja biologiczna. Szybkość korozji, jak każda inna reakcja chemiczna zależy bardzo od temperatury. Wzrost temperatury o 100 stopni może zwiększyć szybkość korozji o kilka rzędów wielkości.
Procesy korozji są różne rozpowszechniony oraz różnorodność warunków i środowisk, w których występuje. Dlatego nie ma jednej i kompleksowej klasyfikacji spotykanych przypadków korozji. Główna klasyfikacja dokonywana jest zgodnie z mechanizmem procesu. Istnieją dwa rodzaje korozji: korozja chemiczna i korozja elektrochemiczna. W tym streszczeniu szczegółowo zbadano korozję chemiczną na przykładzie kotłowni okrętowych o małej i dużej mocy.
Procesy korozyjne charakteryzują się szerokim rozkładem oraz różnorodnością warunków i środowisk, w których zachodzą. Dlatego nie ma jednej i kompleksowej klasyfikacji spotykanych przypadków korozji.
W zależności od rodzaju agresywnego środowiska, w którym zachodzi proces niszczenia, korozja może być następujących typów:
1) -Korozja gazowa
2) -Korozja w nieelektrolitach
3) -Korozja atmosferyczna
4) -Korozja w elektrolitach
5) -Korozja podziemna
6) -Biokorozja
7) - Korozja spowodowana prądem błądzącym.
W zależności od warunków procesu korozji wyróżnia się następujące typy:
1) - Korozja kontaktowa
2) - Korozja szczelinowa
3) -Korozja podczas częściowego zanurzenia
4) -Korozja podczas pełnego zanurzenia
5) -Korozja podczas naprzemiennego zanurzania
6) -Korozja cierna
7) -Korozja naprężeniowa.
Ze względu na charakter zniszczenia:
Korozja całkowita obejmująca całą powierzchnię:
1) - jednolite;
2) - nierówny;
3) -selektywny.
Korozja lokalna (lokalna) obejmująca poszczególne obszary:
1) - plamy;
2) - wrzodziejące;
3) - punkt (lub wżery);
4) - przez;
5) - międzykrystaliczny.
1. Korozja chemiczna
Wyobraźmy sobie metal w procesie produkcji walcówki w zakładzie metalurgicznym: rozpalona do czerwoności masa przemieszcza się po stojakach walcarki. Ogniste plamy wylatują z niej we wszystkich kierunkach. Dzieje się tak, gdy z powierzchni metalu odrywają się cząsteczki kamienia – produkt korozji chemicznej powstałej w wyniku interakcji metalu z tlenem atmosferycznym. Ten proces samoistnego niszczenia metalu w wyniku bezpośredniego oddziaływania cząstek utleniacza i utlenionego metalu nazywa się korozją chemiczną.
Korozja chemiczna to oddziaływanie powierzchni metalu ze środowiskiem (korozyjnym), któremu nie towarzyszą procesy elektrochemiczne na granicy faz. W tym przypadku oddziaływania utleniania metalu i redukcji składnika utleniającego środowiska korozyjnego zachodzą w jednym akcie. Na przykład tworzenie się kamienia, gdy materiały na bazie żelaza reagują w wysokich temperaturach z tlenem:
4Fe + 3O 2 → 2Fe 2 O 3
Podczas korozji elektrochemicznej jonizacja atomów metalu i redukcja składnika utleniającego środowiska korozyjnego nie zachodzą w jednym procesie, a ich tempo zależy od potencjału elektrody metalu (np. rdzewienie stali w wodzie morskiej).
W korozji chemicznej następuje jednocześnie utlenianie metalu i redukcja składnika utleniającego środowiska korozyjnego. Korozja taka występuje, gdy metale są wystawione na działanie suchych gazów (powietrze, produkty spalania paliw) i ciekłych nieelektrolitów (olej, benzyna itp.) i jest heterogeniczną reakcją chemiczną.
Proces korozji chemicznej przebiega następująco. Utleniający składnik środowiska zewnętrznego, odbierając metalowi elektrony walencyjne, jednocześnie wchodzi z nim w związek chemiczny, tworząc na powierzchni metalu film (produkt korozji). Dalsze tworzenie się filmu następuje w wyniku wzajemnej dwukierunkowej dyfuzji przez warstwę ośrodka agresywnego w kierunku atomów metalu i atomów metalu w kierunku środowisko zewnętrzne i ich interakcje. Ponadto, jeśli powstały film ma właściwości ochronne, to znaczy zapobiega dyfuzji atomów, wówczas korozja postępuje z czasem samohamując. Taki film tworzy się na miedzi w temperaturze ogrzewania 100°C, na niklu w temperaturze 650°C, na żelazie w temperaturze 400°C. Ciepło wyroby stalowe powyżej 600°C prowadzi do powstania na ich powierzchni luźnego filmu. Wraz ze wzrostem temperatury proces utleniania przyspiesza.
Najczęstszym rodzajem korozji chemicznej jest korozja metali w gazach w wysokich temperaturach – korozja gazowa. Przykładami takiej korozji jest utlenianie armatury pieca i części silnika spalinowy, ruszty, części lamp naftowych oraz utlenianie podczas wysokotemperaturowej obróbki metali (kucie, walcowanie, tłoczenie). Na powierzchni wyrobów metalowych mogą również tworzyć się inne produkty korozji. Na przykład pod wpływem związków siarki na żelazie tworzą się związki siarki, na srebrze pod wpływem par jodu powstaje jodek srebra itp. Najczęściej jednak na powierzchni metali tworzy się warstwa związków tlenkowych.
Temperatura ma duży wpływ na szybkość korozji chemicznej. Wraz ze wzrostem temperatury wzrasta szybkość korozji gazowej. Skład środowiska gazowego ma specyficzny wpływ na szybkość korozji różnych metali. Zatem nikiel jest stabilny w środowisku tlenowym, dwutlenek węgla, ale jest silnie żrący w atmosferze dwutlenek siarki. Miedź jest podatna na korozję w atmosferze tlenu, ale jest stabilna w atmosferze dwutlenku siarki. Chrom jest odporny na korozję we wszystkich trzech środowiskach gazowych.
W celu ochrony przed korozją gazową stosuje się żaroodporne stopy z chromem, aluminium i krzemem, tworzenie atmosfer ochronnych i powłok ochronnych z aluminium, chromu, krzemu i emalii żaroodpornych.
2. Korozja chemiczna w statkowych kotłach parowych.
Rodzaje korozji. Podczas pracy elementy kotła parowego narażone są na działanie agresywnych mediów - wody, pary i gazy spalinowe. Wyróżnia się korozję chemiczną i elektrochemiczną.
Części i podzespoły maszyn pracujących przy wysokie temperatury, - silniki tłokowe i turbinowe, silniki rakietowe itp. Powinowactwo chemiczne większości metali do tlenu w wysokich temperaturach jest prawie nieograniczone, ponieważ tlenki wszystkich metali ważnych technicznie mogą rozpuścić się w metalach i opuścić układ równowagi:
2Me(t) + O2(g) 2MeO(t);MeO(t) [MeO] (roztwór)
W tych warunkach utlenianie jest zawsze możliwe, jednak wraz z rozpuszczeniem tlenku na powierzchni metalu pojawia się również warstwa tlenku, która może hamować proces utleniania. Szybkość utleniania metalu zależy od szybkości samej reakcji chemicznej i szybkości dyfuzji środka utleniającego przez warstwę, a zatem Im lepsza ciągłość filmu i im mniejsza zdolność dyfuzyjna, tym jest ona większa. Ciągłość warstwy utworzonej na powierzchni metalu można ocenić poprzez stosunek objętości utworzonego tlenku lub innego związku do objętości tlenku metalu zużytego do wytworzenia tego tlenku metalu (współczynnik Pillinga-Badwordsa). Współczynnik a (współczynnik Pillinga-Badwordsa) dla różnych metali ma różne znaczenia. Metale posiadające A<1, не могут создавать сплошные оксидные слои, и через несплошности в слое (трещины) кислород свободно проникает к поверхности металла.
Ciągłe i stabilne warstwy tlenku tworzą się w temperaturze a = 1,2-1,6, ale przy dużych wartościach folie nie są ciągłe, łatwo oddzielają się od powierzchni metalu (łuska żelaza) w wyniku naprężeń wewnętrznych.
Współczynnik Pillinga-Badwordsa daje bardzo przybliżone oszacowanie, ponieważ skład warstw tlenkowych ma szeroki zakres jednorodności, co znajduje również odzwierciedlenie w gęstości tlenku. Na przykład dla chromu a = 2.02 (dla czystych faz), ale powstały na nim film tlenkowy jest bardzo odporny na wpływy środowiska. Grubość warstwy tlenku na powierzchni metalu zmienia się w zależności od czasu.
Korozja chemiczna, wywołana parą lub wodą, niszczy metal równomiernie na całej powierzchni. Szybkość takiej korozji w nowoczesnych kotłach okrętowych jest niska. Bardziej niebezpieczna jest miejscowa korozja chemiczna wywołana agresywnymi związkami chemicznymi zawartymi w osadach popiołów (siarka, tlenki wanadu itp.).
Korozja elektrochemiczna, jak sama nazwa wskazuje, wiąże się nie tylko z procesami chemicznymi, ale także z ruchem elektronów w oddziałujących ośrodkach, tj. z pojawieniem się prądu elektrycznego. Procesy te zachodzą podczas oddziaływania metalu z roztworami elektrolitów, co zachodzi w kotle parowym, w którym krąży woda kotłowa będąca roztworem soli i zasad, które uległy rozkładowi na jony. Korozja elektrochemiczna zachodzi również w przypadku kontaktu metalu z powietrzem (o normalnej temperaturze), w którym zawsze znajduje się para wodna, która skrapla się na powierzchni metalu w postaci cienkiej warstwy wilgoci, tworząc warunki do wystąpienia korozji elektrochemicznej.
Korozja rur sitowych jest najbardziej aktywna w miejscach koncentracji zanieczyszczeń chłodziwa. Dotyczy to obszarów rur sitowych o dużych obciążeniach cieplnych, gdzie dochodzi do głębokiego odparowania wody kotłowej (zwłaszcza jeśli na powierzchni odparowania występują osady porowate o niskim przewodnictwie cieplnym). Dlatego w odniesieniu do zapobiegania uszkodzeniom rur ekranowych związanym z wewnętrzną korozją metalu należy uwzględnić potrzebę zintegrowanego podejścia, tj. wpływ zarówno na skład chemiczny wody, jak i warunki spalania.
Uszkodzenia rur ekranowych mają głównie charakter mieszany; można je podzielić na dwie grupy:
1) Uszkodzenia z oznakami przegrzania stali (odkształcenie i pocienienie ścianek rur w miejscu zniszczenia, obecność ziaren grafitu itp.).
2) Kruche pęknięcia bez charakterystycznych oznak przegrzania metalu.
Na wewnętrznej powierzchni wielu rur występują znaczne osady o charakterze dwuwarstwowym: górny jest słabo przylegający, dolny ma charakter łuskowaty, ściśle przylega do metalu. Grubość dolnej warstwy łuski wynosi 0,4-0,75 mm. W strefie uszkodzenia łuska na wewnętrznej powierzchni ulega zniszczeniu. W pobliżu miejsc zniszczenia i w pewnej odległości od nich na wewnętrznej powierzchni rur powstają wżery korozyjne i mikrouszkodzenia kruche.
Ogólny wygląd uszkodzeń wskazuje na termiczny charakter zniszczenia. Zmiany strukturalne po stronie czołowej rur - głęboka sferydyzacja i rozkład perlitu, powstawanie grafitu (przejście węgla w grafit 45-85%) - wskazują, że nie tylko temperatura pracy sit, ale także dopuszczalna temperatura dla stali przekracza 20 500 oC. Obecność FeO potwierdza również wysoki poziom temperatur metali podczas pracy (powyżej 845 oK - tj. 572 oC).
Kruche uszkodzenia spowodowane przez wodór zwykle występują w obszarach o dużym przepływie ciepła, pod grubymi warstwami osadów oraz nachylonych lub poziomych rurach, a także w obszarach przenoszenia ciepła w pobliżu pierścieni podkładowych spoiny lub innych urządzeń utrudniających swobodny przepływ przepływów. Doświadczenie wykazało, że uszkodzenia spowodowane przez wodór występują w kotłach pracujących przy ciśnieniach poniżej 1000 psi. cala (6,9 MPa).
Uszkodzenia spowodowane przez wodór zwykle powodują pęknięcia o grubych krawędziach. Inne mechanizmy, które przyczyniają się do powstawania pęknięć o grubych krawędziach, to pękanie korozyjne naprężeniowe, zmęczenie korozyjne, pęknięcia naprężeniowe i (w niektórych rzadkich przypadkach) ekstremalne przegrzanie. Wizualne odróżnienie uszkodzeń spowodowanych uszkodzeniami wodorowymi od innych rodzajów uszkodzeń może być trudne, ale pomóc może kilka funkcji.
Na przykład uszkodzenie wodorowe prawie zawsze wiąże się z wżerami w metalu (patrz środki ostrożności w rozdziałach 4 i 6). Inne rodzaje awarii (z możliwym wyjątkiem zmęczenia korozyjnego, które często zaczyna się w poszczególnych zlewach) zwykle nie są związane z silną korozją.
Awarie rur w wyniku wodorowego uszkodzenia metalu często objawiają się utworzeniem prostokątnego „okna” w ściance rury, co nie jest typowe dla innych rodzajów uszkodzeń.
Do oceny podatności na uszkodzenia rur sitowych należy wziąć pod uwagę, że metalurgiczna (początkowa) zawartość gazowego wodoru w stali klasy perlitowej (w tym art. 20) nie przekracza 0,5-1 cm3/100g. Gdy zawartość wodoru przekracza 4-5 cm3/100g, właściwości mechaniczne stali ulegają znacznemu pogorszeniu. W tym przypadku należy zwrócić uwagę przede wszystkim na lokalną zawartość wodoru resztkowego, gdyż w przypadku kruchych pęknięć rur sitowych gwałtowne pogorszenie właściwości metalu obserwuje się jedynie w wąskiej strefie wzdłuż przekroju poprzecznego rury rura, przy czym struktura i właściwości mechaniczne sąsiedniego metalu są niezmiennie zadowalające w odległości zaledwie 0,2-2 mm.
Uzyskane wartości średnich stężeń wodoru na granicy zniszczenia są 5-10 razy wyższe od jego początkowej zawartości dla stacji 20, co nie mogło nie mieć istotnego wpływu na podatność na uszkodzenia rur.
Przedstawione wyniki wskazują, że kruchość wodorowa okazała się czynnikiem decydującym o podatności na uszkodzenia rur sitowych kotłów KrCHPP.
Konieczne było dalsze zbadanie, który czynnik ma decydujący wpływ na ten proces: a) cykle termiczne na skutek destabilizacji normalnego reżimu wrzenia w strefach zwiększonych przepływów ciepła w obecności osadów na powierzchni parowania i w efekcie: uszkodzenie pokrywających je ochronnych filmów tlenkowych; b) obecność w środowisku pracy zanieczyszczeń korozyjnych skoncentrowanych w osadach w pobliżu powierzchni parowania; c) połączone działanie czynników „a” i „b”.
Szczególnie ważne jest pytanie o rolę reżimu spalania. Charakter krzywych wskazuje na akumulację wodoru w wielu przypadkach w pobliżu zewnętrznej powierzchni rur sitowych. Jest to możliwe przede wszystkim wtedy, gdy na określonej powierzchni występuje gęsta warstwa siarczków, które są w dużej mierze nieprzepuszczalne dla wodoru dyfundującego z powierzchni wewnętrznej na zewnętrzną. Tworzenie się siarczków wynika z: dużej zawartości siarki w spalanym paliwie; rzucanie pochodni na panele ekranowe. Inną przyczyną uwodornienia metalu na powierzchni zewnętrznej jest występowanie procesów korozyjnych w wyniku kontaktu metalu ze spalinami. Jak wykazała analiza osadów zewnętrznych rur kotłowych, najczęściej występowały obydwie powyższe przyczyny.
Rola trybu spalania objawia się także korozją rur sitowych pod wpływem czystej wody, co najczęściej obserwuje się w wysokociśnieniowych wytwornicach pary. Ogniska korozji lokalizują się zwykle w strefie maksymalnych lokalnych obciążeń termicznych i tylko na nagrzanej powierzchni rury. Zjawisko to prowadzi do powstawania wgłębień okrągłych lub eliptycznych o średnicy większej niż 1 cm.
Przegrzanie metalu występuje najczęściej w obecności osadów, ponieważ ilość otrzymanego ciepła będzie prawie taka sama zarówno w przypadku czystej rury, jak i rury zawierającej kamień, temperatura rury będzie różna;
MINISTERSTWO ENERGII I ELEKTRYFIKACJI ZSRR
GŁÓWNA DYREKCJA NAUKowo-TECHNICZNA ENERGETYKI I ELEKTRYFIKACJI
INSTRUKCJE METODOLOGICZNE
PRZEZ OSTRZEŻENIE
NISKA TEMPERATURA
KOROZJA POWIERZCHNIOWA
OGRZEWANIE I PRZEPŁYW GAZU W KOTŁACH
RD 34.26.105-84
SOJUZTECHENERGO
Moskwa 1986
OPRACOWANE przez Ogólnounijny Dwukrotny Order Czerwonego Sztandaru Pracy Instytut Badawczy Inżynierii Cieplnej im. F.E. Dzierżyński
WYKONAWCY R.A. PETROSYAN, I.I. NADIROW
ZATWIERDZONY przez Główną Dyrekcję Techniczną Eksploatacji Systemów Elektroenergetycznych w dniu 22 kwietnia 1984 r.
Zastępca szefa D.Ya. SZAMARAKOW
|
INSTRUKCJE METODOLOGICZNE ZAPOBIEGANIA KOROZJI NISKOTEMPERATUROWEJ POWIERZCHNI GRZEWCZYCH I STRUMIEŃ GAZOWYCH KOTŁÓW |
RD 34.26.105-84 |
Data ważności ustawiona
od 01.07.85
do 01.07.2005r
Niniejsze Wytyczne mają zastosowanie do niskotemperaturowych powierzchni grzewczych kotłów parowych i gorącej wody (ekonomizery, parowniki gazu, nagrzewnice powietrza różnego typu itp.), a także do ścieżki gazu za nagrzewnicami powietrza (kanały gazowe, popielniki, oddymiacze wyciągi, kominy) i ustalić metody ochrony powierzchni grzewczych przed korozją niskotemperaturową.
Wytyczne przeznaczone są dla elektrowni cieplnych pracujących na paliwach siarkowych oraz organizacji projektujących urządzenia kotłowe.
1. Korozja niskotemperaturowa to korozja powierzchni grzewczych ogonowych, kanałów spalinowych i kominów kotłów pod wpływem kondensujących się na nich par kwasu siarkowego ze spalin.
2. Kondensacja par kwasu siarkowego, których zawartość objętościowa w spalinach podczas spalania paliw zawierających siarkę wynosi zaledwie kilka tysięcznych procenta, zachodzi w temperaturach znacznie (50 - 100°C) wyższych od temperatury skraplania pary wodnej.
4. Aby zapobiec korozji powierzchni grzewczych podczas pracy, temperatura ich ścianek musi być wyższa od temperatury punktu rosy spalin przy wszystkich obciążeniach kotła.
W przypadku powierzchni grzewczych chłodzonych czynnikiem o wysokim współczynniku przenikania ciepła (ekonomizery, parowniki gazu itp.) temperatura czynnika na ich wlocie powinna przekraczać temperaturę punktu rosy o około 10°C.
5. W przypadku powierzchni grzewczych kotłów grzewczych zasilanych siarkowym olejem opałowym nie można spełnić warunków całkowitego wyeliminowania korozji niskotemperaturowej. Aby ją zmniejszyć należy zadbać o to, aby temperatura wody na wlocie kotła wynosiła 105 - 110°C. W przypadku stosowania kotłów wodnych jako kotłów szczytowych tryb ten można zapewnić przy pełnym wykorzystaniu sieciowych podgrzewaczy wody. W przypadku korzystania z kotłów na gorącą wodę w trybie głównym, zwiększenie temperatury wody wpływającej do kotła można osiągnąć poprzez recyrkulację gorącej wody.
W instalacjach wykorzystujących schemat podłączenia wodnych kotłów grzewczych do sieci ciepłowniczej poprzez wodne wymienniki ciepła, w pełni zapewnione są warunki ograniczenia korozji niskotemperaturowej powierzchni grzewczych.
6. W przypadku nagrzewnic powietrza kotłów parowych całkowite wykluczenie korozji niskotemperaturowej jest zapewnione, gdy temperatura obliczeniowa ścianki najzimniejszej części przekroczy temperaturę punktu rosy przy wszystkich obciążeniach kotła o 5 - 10°C (wartość minimalna dotyczy minimalne obciążenie).
7. Obliczenia temperatury ścian nagrzewnic rurowych (TVP) i regeneracyjnych (RVP) przeprowadza się zgodnie z zaleceniami „Obliczenia cieplne jednostek kotłowych. Metoda normatywna” (Moskwa: Energia, 1973).
8. W przypadku stosowania wymiennych kostek zimnych lub kostek wykonanych z rur z powłoką kwasoodporną (emaliowanych itp.), a także wykonanych z materiałów odpornych na korozję, jako pierwszy skok (powietrza) w nagrzewnicach rurowych należy przestrzegać następujących zasad: są sprawdzane pod kątem całkowitego wykluczenia korozji niskotemperaturowej (przez powietrze) metalowych kostek nagrzewnicy powietrza. W takim przypadku dobór temperatury ścianek zimnych kostek metalowych, wymiennych, a także kostek odpornych na korozję, powinien wykluczać intensywne zanieczyszczenie rur, dla których ich minimalna temperatura ścianek podczas spalania siarkowego oleju opałowego powinna być niższa od punktu rosy gazów spalinowych o nie więcej niż 30 - 40°C. Przy spalaniu stałych paliw siarkowych minimalna temperatura ścianki rury, aby zapobiec intensywnemu zanieczyszczeniu, powinna wynosić co najmniej 80 °C.
9. W RVP, w warunkach całkowitego wykluczenia korozji niskotemperaturowej, oblicza się ich gorącą część. Część zimna RVP jest odporna na korozję (emaliowana, ceramiczna, stal niskostopowa itp.) lub wymienna z płaskich blach o grubości 1,0 - 1,2 mm, wykonanych ze stali niskowęglowej. Warunki zapobiegania intensywnemu zanieczyszczeniu opakowania są spełnione, gdy spełnione są wymagania punktów niniejszego dokumentu.
10. Szczeliwo emaliowane wykonane jest z blachy o grubości 0,6 mm. Żywotność uszczelnień emaliowanych wyprodukowanych zgodnie z TU 34-38-10336-89 wynosi 4 lata.
Jako wypełnienie ceramiczne można zastosować rurki porcelanowe, bloki ceramiczne lub płytki porcelanowe z występami.
Biorąc pod uwagę zmniejszenie zużycia oleju opałowego przez elektrownie cieplne, zaleca się stosowanie w zimnej części RVP szczeliwa ze stali niskostopowej 10KhNDP lub 10KhSND, którego odporność na korozję jest 2 - 2,5 razy większa niż w przypadku niskostopowych -stal węglowa.
11. Aby zabezpieczyć nagrzewnice powietrza przed korozją niskotemperaturową w okresie rozruchu, należy zastosować środki określone w „Wytycznych dotyczących projektowania i eksploatacji nagrzewnic energii z żebrami drucianymi” (M.: SPO Soyuztekhenergo, 1981).
Rozpalanie kotła na olej opałowy siarkowy należy przeprowadzać przy wcześniej włączonej instalacji ogrzewania powietrza. Temperatura powietrza przed nagrzewnicą w początkowym okresie rozpalania powinna wynosić z reguły 90°C.
11a. Aby zabezpieczyć nagrzewnice przed korozją niskotemperaturową („postojową”) w czasie postoju kotła, której poziom jest w przybliżeniu dwukrotnie większy niż stopień korozji w czasie pracy, przed zatrzymaniem kotła należy dokładnie oczyścić nagrzewnice z osadów zewnętrznych. W takim przypadku przed zatrzymaniem kotła zaleca się utrzymanie temperatury powietrza na wlocie do nagrzewnicy na poziomie przy znamionowym obciążeniu kotła.
Czyszczenie TVP odbywa się śrutem o gęstości nadawy co najmniej 0,4 kg/m.s (punkt tego dokumentu).
Dla paliw stałych, biorąc pod uwagę znaczne ryzyko korozji popielników, temperaturę spalin należy dobrać powyżej punktu rosy spalin o 15 - 20°C.
W przypadku siarkowych olejów opałowych temperatura gazów spalinowych powinna być wyższa od temperatury punktu rosy przy znamionowym obciążeniu kotła o około 10°C.
W zależności od zawartości siarki w oleju opałowym należy przyjąć obliczoną wartość temperatury spalin przy znamionowym obciążeniu kotła, podaną poniżej:
Temperatura spalin, ºС...... 140 150 160 165
Przy spalaniu siarkowego oleju opałowego przy wyjątkowo niskim nadmiarze powietrza (α ≤ 1,02) można obniżyć temperaturę spalin, biorąc pod uwagę wyniki pomiarów punktu rosy. Przejście z małego do bardzo małego nadmiaru powietrza powoduje obniżenie temperatury punktu rosy o 15 - 20°C.
Na warunki zapewnienia niezawodnej pracy komina i zapobiegania utracie wilgoci na jego ścianach wpływa nie tylko temperatura spalin, ale także natężenie ich przepływu. Eksploatacja rury przy obciążeniu znacznie niższym niż projektowe zwiększa prawdopodobieństwo wystąpienia korozji niskotemperaturowej.
Przy spalaniu gazu ziemnego zaleca się, aby temperatura spalin nie była niższa niż 80°C.
13. Zmniejszając obciążenie kotła w zakresie 100 - 50% nominalnego należy dążyć do ustabilizowania temperatury spalin, nie dopuszczając do jej obniżenia o więcej niż 10°C od nominalnej.
Najbardziej ekonomicznym sposobem stabilizacji temperatury spalin jest zwiększanie temperatury wstępnego podgrzewania powietrza w nagrzewnicach w miarę zmniejszania się obciążenia.
Minimalne dopuszczalne temperatury podgrzewania powietrza przed RAH przyjmuje się zgodnie z pkt 4.3.28 „Zasad eksploatacji technicznej elektrowni i sieci” (M.: Energoatomizdat, 1989).
W przypadkach, gdy nie można zapewnić optymalnych temperatur spalin ze względu na niewystarczającą powierzchnię grzewczą RAH, należy przyjąć temperatury podgrzewania powietrza, przy których temperatura spalin nie będzie przekraczać wartości podanych w paragrafie niniejszych Wytycznych.
16. Ze względu na brak niezawodnych powłok kwasoodpornych zabezpieczających metalowe przewody kominowe przed korozją niskotemperaturową, ich niezawodne działanie można zapewnić poprzez staranną izolację, zapewniającą różnicę temperatur pomiędzy spalinami a ścianą nie większą niż 5°C .
Obecnie stosowane materiały i konstrukcje izolacyjne nie są wystarczająco niezawodne do długotrwałej eksploatacji, dlatego należy okresowo, przynajmniej raz w roku, monitorować ich stan i w razie potrzeby przeprowadzać prace naprawcze i restauratorskie.
17. Stosując próbnie różne powłoki do zabezpieczenia przewodów gazowych przed korozją niskotemperaturową należy wziąć pod uwagę, że te ostatnie muszą zapewniać żaroodporność i gazoszczelność w temperaturach przekraczających temperaturę spalin o co najmniej 10°C , odporność na kwas siarkowy o stężeniu odpowiednio 50 – 80% w zakresie temperatur odpowiednio 60 – 150°C oraz możliwość ich naprawy i renowacji.
18. W przypadku powierzchni niskotemperaturowych, elementów konstrukcyjnych RVP i kanałów kominowych kotłów zaleca się stosowanie stali niskostopowych 10KhNDP i 10KhSND, które mają 2 - 2,5 razy lepszą odporność na korozję w porównaniu ze stalą węglową.
Tylko bardzo rzadkie i drogie stale wysokostopowe mają absolutną odporność na korozję (na przykład stal EI943 zawierająca do 25% chromu i do 30% niklu).
Aplikacja
1. Teoretycznie temperaturę punktu rosy gazów spalinowych o danej zawartości kwasu siarkowego i pary wodnej można określić jako temperaturę wrzenia roztworu kwasu siarkowego o takim stężeniu, przy którym występuje ta sama zawartość pary wodnej i kwasu siarkowego nad rozwiązaniem.
Zmierzona wartość temperatury punktu rosy, w zależności od techniki pomiaru, może nie pokrywać się z teoretyczną. W tych zaleceniach dotyczących temperatury punktu rosy gazów spalinowych t r Mierzy się temperaturę powierzchni standardowego czujnika szklanego z elektrodami platynowymi o długości 7 mm, lutowanymi w odległości 7 mm od siebie, przy której rezystancja warstwy rosy pomiędzy y elektrod w stanie ustalonym jest równe 10 7 omów. Obwód pomiarowy elektrody wykorzystuje prąd przemienny o niskim napięciu (6–12 V).
2. Przy spalaniu siarkowych olejów opałowych z nadmiarem powietrza 3 - 5% temperatura punktu rosy gazów spalinowych zależy od zawartości siarki w paliwie S(ryż.).
Przy spalaniu siarkowych olejów opałowych przy bardzo niskim nadmiarze powietrza (α ≤ 1,02) temperaturę punktu rosy spalin należy mierzyć na podstawie wyników specjalnych pomiarów. Warunki przeniesienia kotłów do trybu o α ≤ 1,02 określono w „Wytycznych dotyczących przenoszenia kotłów pracujących na paliwach siarkowych do trybu spalania z wyjątkowo niskim nadmiarem powietrza” (M.: SPO Soyuztekhenergo, 1980).
3. Podczas spalania paliw stałych zawierających siarkę w stanie zapylonym temperatura punktu rosy gazów spalinowych tp można obliczyć na podstawie podanej zawartości siarki i popiołu w paliwie S r pr, A r pr i temperatura skraplania pary wodnej t kon według formuły
Gdzie un- udział popiołu w pozostałościach (zwykle przyjmuje się, że wynosi 0,85).
Ryż. 1. Zależność temperatury punktu rosy spalin od zawartości siarki w spalonym oleju opałowym
Wartość pierwszego wyrazu tej formuły przy un= 0,85 można wyznaczyć z ryc. .
Ryż. 2. Różnice temperatur pomiędzy punktem rosy gazów spalinowych a kondensacją w nich pary wodnej w zależności od zadanej zawartości siarki ( S r pr) i popiół ( A r pr) w paliwie
4. Podczas spalania gazowych paliw siarkowych punkt rosy gazów spalinowych można wyznaczyć na podstawie rys. pod warunkiem, że zawartość siarki w gazie oblicza się w podany sposób, to jest jako procent wagowy na 4186,8 kJ/kg (1000 kcal/kg) wartości opałowej gazu.
W przypadku paliwa gazowego podaną zawartość siarki w procentach masowych można wyznaczyć ze wzoru
Gdzie M- liczba atomów siarki w cząsteczce składnika zawierającego siarkę;
Q- procent objętościowy siarki (składnik zawierający siarkę);
Q rz- ciepło spalania gazu w kJ/m 3 (kcal/nm 3);
Z- współczynnik równy 4,187, jeśli Q rz wyrażone w kJ/m 3 i 1,0, jeśli jest wyrażone w kcal/m 3.
5. Szybkość korozji wymiennego uszczelnienia metalowego nagrzewnic powietrza podczas spalania oleju opałowego zależy od temperatury metalu i stopnia działania korozyjnego gazów spalinowych.
Przy spalaniu siarkowego oleju opałowego z nadmiarem powietrza 3 - 5% i przedmuchaniu powierzchni parą, szybkość korozji (po obu stronach w mm/rok) uszczelnienia RVP można w przybliżeniu oszacować na podstawie danych zawartych w tabeli. .
Tabela 1
|
Tabela 2
6. Dla węgli o dużej zawartości tlenku wapnia w popiele temperatury punktu rosy są niższe od obliczonych zgodnie z punktami niniejszych Wytycznych. W przypadku tego typu paliw zaleca się korzystanie z wyników pomiarów bezpośrednich. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Korozja ta jest często bardziej znacząca i niebezpieczna pod względem rozmiaru i intensywności niż korozja kotłów podczas pracy.
Gdy w układach pozostaje woda, w zależności od jej temperatury i dostępu powietrza, może wystąpić wiele różnych przypadków korozji podczas postoju. Przede wszystkim należy zauważyć, że niezwykle niepożądane jest posiadanie wody w rurach jednostek, gdy są one rezerwowe.
Jeśli z jakiegoś powodu w układzie pozostanie woda, wówczas przy temperaturze wody 60-70°C można zaobserwować silną korozję statyczną w parze, a zwłaszcza w przestrzeni wodnej zbiornika (głównie wzdłuż linii wodnej). Dlatego w praktyce często obserwuje się korozję postojową o różnym nasileniu, pomimo tych samych trybów wyłączania systemu i jakości zawartej w nich wody; urządzenia o znacznej akumulacji ciepła podlegają silniejszej korozji niż urządzenia o wielkości paleniska i powierzchni grzewczej, ponieważ woda w kotle w nich ochładza się szybciej; jego temperatura spada poniżej 60-70°C.
Przy temperaturach wody powyżej 85-90°C (np. podczas krótkotrwałych przestojów aparatury) zmniejsza się korozja ogólna, a korozja metalu przestrzeni parowej, w której obserwuje się w tym przypadku zwiększoną kondensację par, może przekraczać korozję metalu przestrzeni wodnej. Korozja postojowa w przestrzeni parowej jest we wszystkich przypadkach bardziej równomierna niż w przestrzeni wodnej kotła.
Rozwój korozji postojowej znacznie ułatwia osadzający się na powierzchniach kotła osad, który zazwyczaj zatrzymuje wilgoć. W związku z tym znaczne wżery korozyjne często występują w jednostkach i rurach wzdłuż dolnych tworzących i na ich końcach, tj. w obszarach największego gromadzenia się osadu.
Metody konserwacji sprzętu w rezerwie
Do konserwacji sprzętu można zastosować następujące metody:
a) suszenie – usuwanie wody i wilgoci z kruszywa;
b) napełnianie ich roztworami sody kaustycznej, fosforanu, krzemianu, azotynu sodu, hydrazyny;
c) napełnienie układu technologicznego azotem.
Metodę konserwacji należy dobrać w zależności od charakteru i czasu trwania przestoju, a także rodzaju i cech konstrukcyjnych sprzętu.
Przestoje sprzętu można podzielić na dwie grupy ze względu na czas trwania: krótkotrwałe – nie dłuższe niż 3 dni i długoterminowe – dłuższe niż 3 dni.
Istnieją dwa rodzaje krótkotrwałych przestojów:
a) planowe, związane z oddawaniem do rezerwy w weekendy w związku ze spadkiem obciążenia lub oddawaniem do rezerwy w porze nocnej;
b) wymuszone – na skutek awarii rur lub uszkodzenia innych elementów urządzenia, których usunięcie nie wymaga dłuższego przestoju.
W zależności od celu przestoje długoterminowe można podzielić na następujące grupy: a) odkładanie sprzętu na rezerwę; b) naprawy bieżące; c) naprawy główne.
W przypadku krótkotrwałych przestojów urządzeń należy zastosować konserwację poprzez napełnienie wodą odgazowaną z utrzymaniem nadciśnienia lub metodę gazową (azotową). Jeśli konieczne jest wyłączenie awaryjne, jedyną akceptowalną metodą jest zachowanie azotu.
W przypadku odstawienia instalacji na rezerwę lub na dłuższy okres przestoju bez wykonywania prac naprawczych, zaleca się jej konserwację poprzez napełnienie roztworem azotynu lub krzemianu sodu. W takich przypadkach można również zastosować ochronę azotu, podejmując środki w celu uzyskania gęstości systemu, aby zapobiec nadmiernemu zużyciu gazu i bezproduktywnej pracy instalacji azotowej, a także stworzyć bezpieczne warunki podczas serwisowania sprzętu.
Metody konserwacji poprzez wytworzenie nadciśnienia i napełnienie azotem można stosować niezależnie od cech konstrukcyjnych powierzchni grzewczych urządzenia.
Aby zapobiec korozji trwałej metalu podczas napraw głównych i bieżących, stosuje się tylko takie metody konserwacji, które pozwalają na wytworzenie na powierzchni metalu filmu ochronnego, który zachowuje swoje właściwości przez co najmniej 1-2 miesiące po spuszczeniu roztworu konserwującego, od momentu opróżnienia i rozszczelnienie układu jest nieuniknione. Okres ważności folii ochronnej na powierzchni metalu po obróbce azotynem sodu może osiągnąć 3 miesiące.
Metody konserwacji z wykorzystaniem wody i roztworów odczynników są praktycznie niedopuszczalne w przypadku ochrony przegrzewaczy pośrednich kotłów przed korozją postojową ze względu na trudności związane z ich napełnianiem i późniejszym czyszczeniem.
Metody konserwacji kotłów wodnych, parowych niskociśnieniowych i innych urządzeń zamkniętych obiegów technologicznych zaopatrzenia w ciepło i wodę pod wieloma względami różnią się od obecnie stosowanych metod zapobiegania korozji postojowej w elektrowniach cieplnych. Poniżej opisujemy główne sposoby zapobiegania korozji na biegu jałowym wyposażenia urządzeń takich systemów obiegowych, biorąc pod uwagę specyfikę ich działania.
Uproszczone metody konserwacji
Wskazane jest stosowanie tych metod w przypadku małych kotłów. Polegają one na całkowitym usunięciu wody z kotłów i umieszczeniu w nich środka osuszającego: kalcynowanego chlorku wapnia, wapna palonego, żelu krzemionkowego w ilości 1-2 kg na 1 m3 objętości.
Ta metoda konserwacji jest odpowiednia w temperaturze pokojowej poniżej i powyżej zera. W pomieszczeniach ogrzewanych zimą można zastosować jedną z metod konserwacji styków. Polega na wypełnieniu całej wewnętrznej objętości urządzenia roztworem alkalicznym (NaOH, Na 3 P0 4 itp.), zapewniając pełną stabilność filmu ochronnego na powierzchni metalu nawet przy nasyceniu cieczy tlenem.
Zazwyczaj stosuje się roztwory zawierające od 1,5-2 do 10 kg/m 3 NaOH lub 5-20 kg/m 3 Na 3 P0 4, w zależności od zawartości soli obojętnych w wodzie źródłowej. Niższe wartości dotyczą kondensatu, wyższe wartości dotyczą wody zawierającej do 3000 mg/l soli obojętnych.
Korozji można zapobiegać także metodą nadciśnieniową, podczas której ciśnienie pary w zatrzymanej jednostce utrzymuje się stale na poziomie wyższym od ciśnienia atmosferycznego, a temperatura wody utrzymuje się powyżej 100°C, co uniemożliwia dostęp głównego czynnika korozyjnego – tlenu. .
Istotnym warunkiem skuteczności i efektywności każdego sposobu zabezpieczenia jest maksymalna możliwa szczelność armatury parowo-wodnej, aby uniknąć zbyt gwałtownego spadku ciśnienia, utraty roztworu (lub gazu) ochronnego lub przedostania się wilgoci. Ponadto w wielu przypadkach przydatne jest wstępne oczyszczenie powierzchni z różnych osadów (sole, osady, kamień).
Wdrażając różne metody zabezpieczenia przed korozją postojową należy pamiętać o poniższych kwestiach.
1. Przy wszystkich rodzajach konserwacji należy najpierw usunąć (spłukać) osady soli łatwo rozpuszczalnych (patrz wyżej), aby uniknąć wzmożonej korozji postojowej w niektórych obszarach zabezpieczanej jednostki. Wykonanie tego środka jest obowiązkowe podczas konserwacji styków, w przeciwnym razie możliwa jest intensywna miejscowa korozja.
2. Z podobnych powodów pożądane jest usunięcie wszelkiego rodzaju osadów nierozpuszczalnych (szlam, kamień, tlenki żelaza) przed długoterminową konserwacją.
3. Jeżeli zawory nie działają prawidłowo, należy odłączyć urządzenia rezerwowe od jednostek operacyjnych za pomocą wtyczek.
Wyciek pary i wody jest mniej niebezpieczny przy konserwacji styków, ale jest niedopuszczalny przy metodach ochrony suchej i gazowej.
O wyborze środka osuszającego decyduje względna dostępność odczynnika i celowość uzyskania możliwie najwyższej wilgotności właściwej. Najlepszym środkiem osuszającym jest granulowany chlorek wapnia. Wapno palone jest znacznie gorsze od chlorku wapnia, nie tylko ze względu na niższą wilgotność, ale także ze względu na szybką utratę aktywności. Wapno pochłania nie tylko wilgoć z powietrza, ale także dwutlenek węgla, w wyniku czego pokrywa się warstwą węglanu wapnia, co uniemożliwia dalsze wchłanianie wilgoci.
